Generación PARCIAL II

El modelo de línea larga se: Aplica cuando la línea es de media tensión y la longitud es de más de 100 km. Aplica cuando los parámetros están uniformemente distribuidos. Usa cuando las magnitudes eléctricas son números complejos y los módulos son grandes. Aplica cuando la línea es de muy alta tensión, se hacen transposiciones y la longitud es de menos de 100 km.

El diagrama de Blondel Thilemans: Solo representa a las tensiones de los dos extremos de la línea para todos los tipos de modelos. Representa las tensiones y las intensidades de los dos extremos de la línea. Representa las tensiones y las intensidades de los dos extremos de la línea en la misma escala. Es una representación por fase de las tensiones, las intensidades y de las potencias de los dos extremos de la línea.

La zona de trabajo de una línea en el diagrama circular doble del extremo: La potencia activa positiva, la intensidad máxima del cable, la tensión máxima del receptor, la tensión mínima del receptor y el límite de estabilidad. La potencia activa positiva, la potencia máxima del cable, la tensión máxima del receptor, la tensión mínima del receptor, la tensión máxima del generador, la tensión mínima del generador y el límite de estabilidad. La potencia activa positiva, la intensidad máxima del cable, la tensión máxima del generador, la tensión mínima del generador y el límite de estabilidad. La potencia activa positiva, la potencia máxima del cable, la tensión máxima del generador, la tensión mínima del receptor y el límite de estabilidad.

Para resolver un sistema de potencia equilibrada y simétrico con el valor de tensión y la potencia conocido en los nudos. Se precisan métodos iterativos como el algoritmo de Gauss-Seidel, porque es un sistema no lineal. No se precisan métodos iterativos, porque es un sistema lineal y se usa el algoritmo de Gauss-Seidel. No se precisan métodos iterativos, porque es un sistema lineal. Se precisan métodos iterativos, porque es un sistema lineal y se utiliza el algoritmo de Gauss-Seidel.

En un sistema eléctrico de potencia de 3 nudos donde se conocen los valores de las tensiones: Se resuelve por el método de Gauss-Seidel. Un nudo es de referencia, otro de tensión controlada y el tercero de carga. Las potencias vienen obligadas. Un nudo es de referencia, otro de tensión controlada, el tercero de carga y se resuelve por el algoritmo de Gauss-Seidel.

En un sistema eléctrico de potencia con el algoritmo de Gauss-Seidel se obtienen los valores de las tensiones de los nudos: Por interacciones aceleradas por los incrementos de las tensiones calculadas en cada iteración. Por interacciones con los incrementos de las tensiones calculadas en cada iteración. Por interacciones aceleradas de los incrementos de las tensiones calculadas en cada iteración y utilizando las tensiones calculadas en las operaciones siguientes. Por interacciones con los incrementos de las tensiones calculadas en cada iteración y utilizando las tensiones calculadas en las operaciones siguientes.

En el método iterativo de resolución de sistemas de potencia por Gauss-Seidel, los datos de los nudos son: Dos, o dos y un rango. Dos y un rango. Dos. Módulo de la tensión, potencia activa y potencia reactiva.

En el método iterativo de resolución de sistemas de potencia por Newton Raphson los datos de los nudos son: Dos, o dos y un rango. Dos y una deriva de la potencia. Dos derivadas de la potencia. Módulo de la tensión, potencia activa y potencia reactiva.

En el método iterativo de resolución de sistemas de potencia real por Newton Raphson con 5 nudos, ¿La matriz jacobiana más reducida qué dimensión tiene?: 10x10. No se sabe. 5x5. 4x4.

En el método iterativo de resolución de sistemas de potencia real por Newton Raphsoncon “n” nudos, la variación de la potencia activa del nudo “i” con respecto al ángulo de la tensión del nudo “k” es: − 𝑉𝑖𝑉𝑘[𝐺𝑖𝑘𝑐𝑜𝑠 δ𝑖 − δ𝑘 ( ) + 𝐵𝑖𝑘𝑠𝑖𝑛(δ𝑖 − δ𝑘)]. 𝑉𝑖𝑉𝑘[𝐺𝑖𝑘𝑠𝑖𝑛 δ𝑖 − δ𝑘 ( ) − 𝐵𝑖𝑘𝑐𝑜𝑠(δ𝑖 − δ𝑘)]. 𝑃𝑖 − 𝑉𝑖2𝐺𝑖𝑖. − 𝑄𝑖 − 𝑉𝑖2𝐵𝑖𝑖.

En el método interactivo de resolución de sistemas de potencia real por Newton Raphson con “n” nudos, la variación de la potencia reactiva del nudo “i” con respecto al ángulo de la tensión del nudo “i” es: 𝑃𝑖 − 𝑉𝑖2𝐺𝑖𝑖. − 𝑄𝑖 − 𝑉𝑖2𝐵𝑖𝑖. 𝑉𝑖𝑉𝑘[𝐺𝑖𝑘𝑠𝑖𝑛 δ𝑖 − δ𝑘 ( ) − 𝐵𝑖𝑘𝑐𝑜𝑠(δ𝑖 − δ𝑘)]. − 𝑉𝑖𝑉𝑘[𝐺𝑖𝑘𝑐𝑜𝑠 δ𝑖 − δ𝑘 ( ) + 𝐵𝑖𝑘𝑠𝑖𝑛(δ𝑖 − δ𝑘)].

En el método iterativo de resolución de sistemas de potencia real por Newton Raphson con “n” nudos, el módulo de la tensión del nudo “k” por la variación de la potencia reactiva del nudo “i” con respecto del módulo de la tensión del nudo ‘k’ es: − 𝑄𝑖 − 𝑉𝑖2𝐵𝑖𝑖. − 𝑉𝑖𝑉𝑘[𝐺𝑖𝑘𝑐𝑜𝑠 δ𝑖 − δ𝑘 ( ) + 𝐵𝑖𝑘𝑠𝑖𝑛(δ𝑖 − δ𝑘)]. 𝑃𝑖 − 𝑉𝑖2𝐺𝑖𝑖. 𝑉𝑖𝑉𝑘[𝐺𝑖𝑘𝑠𝑖𝑛 δ𝑖 − δ𝑘 ( ) − 𝐵𝑖𝑘𝑐𝑜𝑠(δ𝑖 − δ𝑘)].

La potencia de cortocircuito. En una línea la facilita a la empresa distribuidora. En una línea la facilita Red Eléctrica Española. En una barra o en un nudo la facilita la empresa distribuidora. En una barra supone que la tensión es constante.

En un nudo de un sistema de potencia si se instala un condensador, sucede: Se aumenta la excitación del generador. Se reduce la caída de tensión en la línea. Solo se mejora el factor de potencia. Se reduce la intensidad de línea necesaria para suministrar potencia reactiva la carga, se reduce la caída de tensión en la línea y se mejora el factor de potencia.

En un nudo del sistema de distribución de potencia, la potencia de cortocircuito: La facilita la empresa distribuidora. La facilita red eléctrica española. Se obtiene por el equivalente de Thévenin. Red Eléctrica Española lo publica en el BOE para que sea conocido y no cambie.

En la barra de salida de una central eléctrica con varios grupos, cuando se añade un grupo nuevo, la potencia de cortocircuito en caso de fallo en un generador: Disminuye porque aumenta la reactancia del conjunto. Aumenta, pero sirven las protecciones porque la tensión nominal no cambia. Disminuye y sirven las protecciones. Aumenta y no sirven las protecciones anteriores.

La reactancia de un alternador en un cortocircuito. Es constante igual a la reactancia sub transitoria. Es constante igual a la reactancia transitoria. Es constante igual a la reactancia síncrona. Es variable durante el proceso de cortocircuito hasta abrir el circuito.

Dos barras (A) y (B) de un sistema de potencia, cuando se interconectan con una línea, la potencia de cortocircuito en caso de fallo en la barra (A): Es la suma de las potencias de cortocircuito de las barras antes de la conexión. Es como máximo la mayor de las potencias de cortocircuito de las barras antes de la conexión. No se sabe. Es la potencia de cortocircuito de la barra (A) antes de la conexión más la potencia de cortocircuito de la (B) pero dividida por la reactancia de la línea.

En caso de colocar una reactancia X en serie con cada generador de reactancia interna Xg, limitamos el cortocircuito: En bornes del generador y a efectos del cortocircuito la reactancia equivalente es 𝑋.𝑋𝑔/𝑋+𝑋𝑔. Después de la reactancia X y a efectos del cortocircuito la reactancia equivalente es 𝑋.𝑋𝑔/𝑋+𝑋g. En bornes del generador y a efectos del cortocircuito la reactancia equivalente es 𝑋+𝑋𝑔/𝑋.𝑋g. Después de la reactancia X y a efectos del cortocircuito la reactancia equivalente es 𝑋+𝑋𝑔/𝑋.𝑋𝑔.

La variación de la tensión en una barra cuya potencia de cortocircuito y su tensión esconocida la intensidad del emisor con la tensión e intensidad del receptor, la impedancia y la admitancia total de la línea: Δ𝑄/Δδ = 𝐼𝑐c. Δ𝑄/Δ𝑉 = 𝐼𝑐c. Δ𝑃/Δ𝑉 = 𝐼𝑐𝑐. Δ𝑄/Δ𝑉 = 𝑆𝑐c.

Para el caso de querer calcular el cortocircuito en la barra k por métodos matriciales: la potencia base S, conocidas en pu, matriz de impedancias Z, la inversa de la matriz de admitancias, la matriz de admitancias Y, y la inversa de la matriz 𝑍 de admitancias Y −1 : 𝑆𝑐𝑐 = 𝑆/𝑌𝑘𝑘. 𝑆𝑐𝑐 = 𝑆/𝑌𝑘𝑘−1. 𝑆𝑐𝑐 = 𝑆/𝑍𝑘𝑘−1. 𝑆𝑐𝑐 = 𝑆/𝑍𝑘k.

Para el caso de querer calcular el cortocircuito en una barra k por métodos matriciales: Deben considerarse las componentes real e imaginaria de la diagonal. Deben considerarse el módulo de la diagonal de la matriz de admitancias. La tensión en la barra k es cero y la intensidad. Es válido el principio de superposición.

La expresión matricial del fallo de un generador en sus terminales ABC en la situación devacío es: Ia=Ea-Z*Va (foto). Va=Ea-Z*Ia (foto). Ia0=Ea-Z*Va0 (foto). Va0=Ea-Z*Ia0 (foto).

Las condiciones de que la fase “a” tenga un cortocircuito estando el generador en vacío son: Ia=0; Ic=0; Vb=0. Ia=0; Ib=0; Vc=0. Ib=0; Ic=0; Va=0. Ib=-Ic; Va=0.

La intensidad de cortocircuito la fase “a” en caso de un cortocircuito de ella a tierra, estando el generador en vacío es: 𝐼𝑎 =𝐸𝑎/𝑍1+𝑍2+𝑍0. 𝐼𝑎 =𝑉𝑎/𝑍1+𝑍2+𝑍0. 𝐼𝑎1 =𝐸𝑎/𝑍1+𝑍2+𝑍0. 𝐼𝑎1 =𝐸𝑎/𝑍1+𝑍2.

Las condiciones de que la fase “a” y “b” tengan un cortocircuito estando el generador en vacío son: Vb=Vc; Ia=0; Ia=-Ic. Va=Vb; Ic=0; Ib=-Ia. Vb=Vc; Va=0; Ib=-Ic. Va=Vb; Vc=0; Ib=-Ia.

La intensidad de cortocircuito de fase “b” y “c” tengan un cortocircuito estando el generador en vacío, pero a tensión: 𝐼𝑎 =𝐸𝑎/𝑍1+𝑍2+𝑍0. 𝐼𝑎1 =𝐸𝑎/𝑍1+𝑍2. 𝐼𝑎 =𝐸𝑎/𝑍1+𝑍2. 𝐼𝑎 =𝑉𝑎/𝑍1+𝑍2+𝑍0.

Las condiciones de que la fase “a” y “b” tengan un cortocircuito a tierra estando el generador en vacío son: Vb=0; Vc=0; Ia=0. Va=0; Vb=0; Ic=0. Va=0; Vb=0; Ia=Ib. Vc=0; Ia=0; Ib=0.

La intensidad de cortocircuito de la fase “b” y “c” tengan un cortocircuito a tierra estando el generador en vacío, pero a tensión: 𝐼𝑎 =𝑉𝑎/(𝑍0+𝑍1*𝑍2/𝑍1+𝑍2). 𝐼𝑎 =𝐸𝑎/(𝑍0+𝑍1*𝑍2/𝑍1+𝑍2). 𝐼𝑎 =𝐸𝑎/(𝑍1+𝑍2*𝑍0/𝑍2+𝑍0). 𝐼𝑎1 =𝐸𝑎/(𝑍1+𝑍2*𝑍0/𝑍2+𝑍0).

En España en 2020, potencia de las centrales eléctricas instaladas fue de: 260.974 MWh repartidas en un 33% renovables, un 46% termoeléctricas convencionales y un 21% nucleares. 104.094 MW, repartidas en un 33% renovables, un 46% convencionales y un 21% nucleares. 260.974 GWh, repartidas en un 8% renovables, un 46% convencionales y un 46% nucleares. 110.376 MW de potencia instalada 50% renovable, 44% convencionales, 6% nuclear.

La producción total de energía eléctrica en España en el 2020 fue de: 260.974 MWh repartidas en un 8% renovables, un 46% convencionales y un 46% nucleares. 104.094 MW repartidas en un 33% renovables, un 46% convencionales y un 21% nucleares. 104.094 MW repartidas en un 46% renovables, un 46% convencionales y un 8% nucleares. 260.974 GWh repartidas en un 37% renovable, un 43% convencionales y un 20% nuclear.

En caso de cubrir la demanda con varios tipos de centrales, la optimización persigue: Precio mínimo de generación por MW. El mínimo coste marginal de la central. Precio mínimo de generación por MWh. El mismo coste marginal de todas las centrales.

En la función polinómica de coste en función de la potencia que representa el coeficiente de grado cero: Los costes fijos en €/h. El coste fijo en €. El coste marginal en €/MWh. El coste variable en €/MW.

En la función polinómica de coste en función de la potencia que representa el coeficiente de grado cero: Nucleares a 0.03 €/kWh y de gas a 0.20 €/kWh. Nucleares a 0.20 €/kWh y de gas a 0.03 €/kWh. Nucleares a 0.10 €/kWh y de gas a 0.20 €/kWh. Nucleares a 0.035 €/kWh y de gas a 0.10 €/kWh.

En España la facturación eléctrica es una forma binómica que considera: Las horas punta y las horas valle. La potencia contratada y el consumo. Para empresas y para consumos domésticos. Si es monofásica o trifásica.

La curva de demanda diaria tiene una forma senoidal: En que un tercio la potencia es menor que la media y dos tercios es mayor que la media. Que oscila entre 15.000 MW y 40.000 MW. Con dos valores máximos y un mínimo, repetidos. Uniforme durante la semana, distinguiendo las semanas de invierno y verano.